海水基弹性微球深部调驱工艺在埕岛油田的应用

2014-03-06任闽燕赵明宸徐赋海陆友明姜亦栋陈庆华赵福麟

油气地质与采收率 2014年1期

任闽燕，赵明宸，徐赋海，陆友明，姜亦栋，陈庆华，崔峻，赵福麟

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.中国石化胜利油田分公司，山东东营257000；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

任闽燕1，2，赵明宸2，徐赋海2，陆友明2，姜亦栋2，陈庆华2，崔峻2，赵福麟3

埕岛油田主力含油层系馆陶组发育高孔、高渗透砂岩油藏，因高速开发，导致油井含水上升速度快。采用海水配制弹性微球，其初始粒径按照1/7～1/3倍孔喉直径的架桥准则进行选择，确定了微米级海水基弹性微球，并对海水基弹性微球的粒径与孔喉的匹配关系、粘度和双管驱替效果等进行了实验。结果表明，海水基弹性微球膨胀10～15 d后粒径达到1.4～1.5倍孔喉直径时，可产生有效封堵；其初始粘度约为1 mPa·s，易于进入油层深部。在埕北25A试验区，采用计量泵向高压注水管线中注入0.01倍孔隙体积的海水基弹性微球后，水井注入压力上升了1～2 MPa，充满度提高了0.22～0.57，对应11口油井有9口井见效，平均含水率下降了7.6%，恢复水驱4 a后仍有效，表明海水基弹性微球深部调驱工艺对海上油田稳油控水具有长效性。

海水基弹性微球深部调驱封堵砂岩油藏埕岛油田

埕岛油田位于渤海湾南部的浅海海域，主力含油层系为馆陶组，属高孔、高渗透砂岩油藏。由于地层亏空大，平面和纵向具有明显的非均质性［1］，注入水沿高渗透带窜流，油井含水率上升快；水井不能实现有效的分层注水，加剧了层间矛盾；同时平台有一定的寿命，须加快采油速度［2-3］，为控制出水，采用注水井调剖和油井堵水技术，以提高海上油田的采收率［4］。

海上油田的注入水为过滤海水，海水的矿化度高、离子成分复杂，对调剖剂的性能影响较大［5］；船载调剖施工方式受到平台空间、天气等条件的限制［6-7］，只能小剂量调剖。针对海上油田实施深部调剖面临的问题，直接采用海水配制了深部调驱剂即海水基弹性微球，关于该微球的在线调驱技术尚无报道。采用计量泵向高压注水管线中注入海水基弹性微球，无需聚合物配制的熟化过程，即可实现大剂量的在线调驱注入，为近海油田高效、高速开发提供了技术支撑。

1 试验区概况

埕北25A试验区位于埕岛油田主体部位，含油面积为1.8 km2，石油地质储量为800×104t，主要含油层位为Ng3—Ng5，油层埋深为1 354～1 435 m，原始渗透率为2 257×10-3μm2，孔隙度为33.9%，油层孔隙体积为1 304.6×104m3，地层温度为67℃，地层水矿化度为4 241 mg/L。该区于1995年投入开发，2000年10月开始注水，截止到2004年底共有油、水井16口，其中油井11口、水井5口，井距约为250～300 m。

试验区调驱前的产油量为290 t/d，综合含水率为49%；5口井的注水量为365 m3/d，累积注采比为0.25。试验区渗透率级差为3.5，突进系数为5.49，非均质严重造成油井含水率快速上升，2004年月含水率上升速度为1.3%，进入2005年月含水率上升速度达2.4%。此前也采用过冻胶型堵剂，见到一定的调剖效果。但由于堵剂用量少（约为900 m3），处理半径约为5～6 m，所以注入水易形成绕流，有效期短。

2 海水基弹性微球性能评价

2.1 微球粒径与孔喉的匹配关系

海水基弹性微球是初始粒径达到微米级的冻胶分散体。弹性微球膨胀后粒径与孔喉直径之比为1.4～1.5时，可实现对地层孔喉的封堵，调驱效果较好［8］。埕北25A-2井密闭取心压汞毛管压力曲线测定孔喉的粒径中值平均为18.3 μm。根据初始粒径为1/7～1/3孔喉直径的架桥准则［9］，选择微米级海水基弹性微球，应用激光光散射粒度分布测定仪对弹性微球的粒径进行评价，其初始粒径为5～15 μm，用海水配制，总矿化度为32 611 mg/L，在海水中10～15 d后弹性微球的粒径膨胀至10～30 μm，满足粒径匹配系数范围［10］。

2.2 微球低粘度性能

用海水配制质量浓度分别为1 000和2 000 mg/L的弹性微球，在不同温度下，用毛细管粘度计测量海水基弹性微球的动力粘度。在测试时间内溶液没有分层情况，说明该微球的悬浮性能稳定。

不同质量浓度海水基弹性微球的粘度与水的粘度接近，其值为0.7～1.1 mPa·s，溶胀温度和膨胀时间对其粘度没有显著的影响（图1）。较低粘度的海水基弹性微球有利于现场施工，不但能够连续在线注入，而且能够保证注入期间微球随着注入水优先进入高渗透层，运移到地层深部并实施调驱［11］。

图1 不同温度下不同质量浓度的海水基弹性微球的粘度与膨胀时间的关系

2.3 驱油试验

采用2根双管并联模拟装置，岩心管直径和长度分别为38和1 000 mm。试验按照岩心充填—饱和水—测定初始渗透率—饱和油—一次水驱3.5倍孔隙体积—注入质量浓度为1 800 mg/L的海水基弹性微球0.5倍孔隙体积—后续水驱5.5倍孔隙体积的步骤进行。其中，高、低渗透岩心管渗透率级差为3，高渗透岩心渗透率为0.96 μm2，低渗透岩心渗透率为0.32 μm2。由驱替过程中双管含水率、采收率和注入压力的变化（图2）可见，一次水驱采收率为59.6%；注入海水基弹性微球后含水率由97.4%下降到82.1%，采收率为67.1%；后续水驱采收率为72.6%，总体提高了13%。由此可见，利用海水基弹性微球可以有效地改善地层非均质性，扩大波及体积并提高采收率。

图2 双管并联驱油试验结果

3 现场应用

自2005年3月至2006年3月，在埕北25A-2、埕北25A-3和埕北25A-8这3口中心井，采用计量泵向高压注水管线中注入0.01倍孔隙体积的海水基弹性微球溶液，注入量为13.05×104m3，其中前置段塞的注入体积为0.9×104m3，海水基弹性微球的质量浓度为2 000 mg/L；主段塞的注入体积为10.8×104m3，海水基弹性微球的质量浓度为1 800 mg/L；后置段塞的注入体积为1.35×104m3，海水基弹性微球的质量浓度为1 000 mg/L；总计注入225.9 t海水基弹性微球。

埕北25A试验区的注水井实施调驱后，由注水井的井口压降曲线可见，井口注入压力提高了1～2 MPa，曲线变化趋于平稳，井口压降指数上升了1.3～4.7 MPa，充满度增加了0.22～0.57（表1）。